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50 | Petrotecnia • febrero, 2018 51Petrotecnia • febrero, 2018 |

Tem

a de

tapa

El uso de trazadores químicos de gas revela detalles de la limpieza de un pozo de gas No Convencional en la Fm. Vaca Muerta


Por Daniela Ceccon (YPF S.A.), Daniel García y Joaquín Ramírez (Y-TEC) y Patricio Panichelli (Tracerco)

Este trabajo fue seleccionado del 3er Congreso Latinoamericano y del Caribe de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos, “Ing. Luis Rabanaque”, realizado por el IAPG en 2018.

Bloque El Orejano – Interpretación geológica

1. Estratigrafía y reservorioDe acuerdo con los estudios regionales el basamento

está integrado por rocas volcánicas del Triásico superior, conocidas como Grupo Choyoi (Figura 2), por encima continúan una sucesión de sedimentos volcaniclásticos y clásticos perteneciente al Gr. Precuyo, que conforma el re-lleno de sinrift y los depósitos basales de la cuenca.

En suprayacencia se halla un conjunto de arcilitas, li-molitas y areniscas tobáceas de ambiente marino profundo con arreglo progradacional de la Fm. Los Molles (Gr. Cuyo inferior), correspondiente a la finalización de la etapa de subsidencia mecánica (rift) e inicio de la subsidencia tér-mica. Continúa de modo transicional una progradación clástica correspondiente a la Fm. Lajas (Gr. Cuyo superior), depositada bajo condiciones litorales asociadas a ambiente deltaico.

Suprayace la Formación Lotena (Grupo Lotena Infe-rior) constituida por areniscas líticas grises y pelitas rojas depositadas bajo un régimen fluvial a marino marginal.

El Grupo Lotena continúa con los depósitos carbonáti-cos de plataforma distal a poco profunda correspondientes a la Formación Barda Negra que hacia el tope pasan a nive-

Un desafío que se presenta es el proceso de limpieza en los pozos de shale gas de forma de garantizar la mejor performance del pozo durante su etapa de vida útil. Este trabajo presenta el estudio del caso de un pozo de gas no convencional en la formación Vaca Muerta. Asimismo, atraviesa dos horizontes productores para evaluar el proceso de limpieza y comparar la productividad de ambos.


les anhidríticos indicadores de condiciones de restricción y desecación de la cuenca, representados en la Formación Auquilco (Grupo Lotena Superior).

En discordancia se hallan los depósitos fluvio eólicos de la Formación Tordillo (Fm. Sierras Blancas y Fm. Ca-triel), compuestos por areniscas eólicas medianas a gruesas con variables cantidades de matriz arcillosa y escaso ce-mento calcáreo; hacia la base presenta un conglomerado de origen fluvial.

Sobreyacen los depósitos pelíticos margosos ricos en materia orgánica de la Formación Vaca Muerta de plata-forma externa a interior de cuenca y los depósitos carbo-náticos progradantes de plataforma media de la Formación Quintuco de edad Kimeridgiano Superior (Tithoniano)Va-langiniano Medio. Esta plataforma de sedimentación mix-ta fue sometida a variaciones eustáticas globales y locales, las cuales habrían causado una variación lateral de facies importante.

Por encima se desarrollan depósitos fluviales pertene-cientes a la Formación Centenario y a la Fm. Rayoso.

Por último, la sucesión sedimentaria culmina con un conjunto de capas rojas de areniscas, conglomerados y ar-cilitas pertenecientes al Gr. Neuquén depositados durante el Cenomaniano.

2. Descripción de la Formación Vaca MuertaLa Formación Vaca Muerta está constituida por una

sucesión de margas y arcilitas calcáreas ricas en materia orgánica de ambiente marino, resultante de un período de máxima transgresión.

Esta alternancia litológica responde a ciclos de dilución

Figura 1.

Figura 2. Columna estratigráfica con eventos tectónicos regionales.


y productividad posiblemente influenciados por cambios climáticos. Los ciclos de dilución estarían vinculados con un mayor aporte clástico desde las áreas continentales, en tanto que los ciclos de productividad podrían reflejar fluc-tuaciones de temperatura y nutrientes, relacionadas con la producción biogénica en zonas superficiales (Concheyro et al., 2006).

El análisis sismoestratigráfico realizado por Mitchum y Uliana (1982) permitió definir las principales secuencias depositacionales del intervalo correspondiente a las unida-des Vaca Muerta, Quintuco, Loma Montosa y Mulichinco, mostrando su íntima relación con los ciclos de variación global del nivel marino. En ese análisis se reconocieron 10 secuencias lateralmente progradantes que rellenaron una cuenca estable de aguas someras, depositándose su-cesivamente desde el sudeste al noroeste. Debido a la edad decreciente de las unidades progradantes, las formaciones involucradas muestran una disposición temporal diacró-nica, haciéndose más jóvenes desde el SE al NO (Figura 3).

El intervalo sedimentario conformado por las Formacio-nes Quintuco y Vaca Muerta constituyó un sistema general de rampa mixta siliciclástica-carbonática. En ese contexto, dominado por mareas durante el Thitoniano, la Fm. Vaca Muerta se habría acumulado en la zona distal, en ambientes de rampa externa y cuenca (Spaletti et al., 2000).

Para la Fm. Vaca Muerta en el bloque El Orejano se dis-tinguen dos intervalos de mayor interés, el VM inferior y un VM superior. El intervalo VM inferior está conformado por una sucesión continua de lutitas negras muy ricas en materia orgánica. Estos niveles suelen estar vinculados a la expansión de las cuencas sobre áreas marginales y perío-dos transgresivos (Wignall y Newton, 2001).

Este tramo es denominado Vaca Muerta Inferior al igual que para el sector de Bloque Loma La Lata.

La sucesión continúa con la sección superior en rela-ción de downlap y litológicamente semejante (margas/fangolitas calcáreas). Este tramo corresponde al intervalo denominado Vaca Muerta Superior (Figura 4).

2.1. Formación Vaca Muerta InferiorDurante el Tithoniano temprano, luego de un período

de mar bajo dominado por condiciones marinas restrin-gidas hipersalinas y sedimentación fluvial, se produjo un importante ascenso relativo del nivel del mar que inicial-mente inundó la cuenca, formando un depocentro somero e hipersalino.

Posteriormente, el avance de las condiciones transgre-sivas permitió el desarrollo de una cuenca marina amplia con un régimen hidrológico que indujo condiciones euxí-nicas (Legarreta y Uliana, 1991).

Figura 3. Sección esquemática regional tomada y modificada de Mitchum y Uliana (1982).

Depósitos cíclicos de HST y TST genéticamente vinculados con la relación existente entre la productividad de carbonatos y el aporte clástico.

Figura 4. Block diagrama esquemático tomado y modificado de la propuesta de perforación del sondeo La Caverna.x-1. 1. ciclo transgresivo durante el cual se depositaron las sedimentitas correspondientes a la Fm. Vaca Muerta en condiciones euxínicas. 2. ciclo de mar alto y posteriormente regresivo en el que se depositaron las clinoformas progradantes correspondientes a la Fm. Quintuco en una rampa mixta que hacia posiciones más distales gradan lateralmente a las facies de cuenca correspondientes a la Fm. Vaca Muerta.


En este ámbito, al igual que en Loma La Lata y alrede-dores, se observa un espesor relativamente constante de 30 m para el intervalo Vaca Muerta Inferior. Respecto al contenido de materia orgánica, este nivel presenta la máxima riqueza y es considerado el principal nivel genera-dor de la Fm. Vaca Muerta.

En cuanto a su respuesta en la sísmica, se caracteriza por estar representado por el reflector basal de gran conti-nuidad regional con fuerte amplitud (mínimo) y una im-pedancia acústica mínima.

2.2. Formación Vaca Muerta SuperiorEste intervalo está conformado por las facies distales de

las clinoformas progradantes de la rampa mixta de Quin-tuco inferior, de modo que se dispone en relación de down-lap respecto a la Fm. Vaca Muerta Inferior. Corresponde a la transición entre el evento de máxima transgresión (TST) y el sistema del nivel del mar alto (HST).

La gradación desde un tramo basal levemente menos calcáreo y rico en materia orgánica a uno más calcáreo hacia el tope se corrobora con la respuesta al GR que es levemente superior en la base y también el DT que es leve-mente mayor hacia la base.

El contenido de materia orgánica, se encuentra en un promedio del 3,8% alcanzando máximos de un 4,5% hacia la base de la unidad.

3. EstructuraLa región de El Orejano se encuentra ubicada en el cen-

tro de la provincia del Neuquén entre varios altos estructu-rales importantes: el alto de Volcán Auca Mahuida-ASR al este y el Dorso de los Chihuidos al oeste.

Si bien el bloque El Orejano no presenta rasgos estruc-turales que indiquen alta deformación, se encuentra ro-deado de zonas que se han levantado y/o hundido a lo largo de la historia geológica de la región.

Los principales rasgos estructurales se encuentran al sur del bloque asociados a los sistemas de transcurrencia dextrógira que reactivan los lineamientos antiguos del pre-cuyano (Etapa de rifting inicial).

Existen algunas pequeñas estructuras de escaso relieve que afectan delgadas porciones de la columna, evidencian-do su génesis sinsedimentaria (estructuras intra-Quintuco, Tordillo y Gr. Lotena).

En lo que respecta a los lineamientos principales, la re-gión del bloque El Orejano y alrededores es una zona con estructuras muy suaves y pendientes muy bajas; sin embar-go, en su parte sur (Bloques Bandurria-ASR) se encuentra atravesado por sistemas de fallas y fracturas que afectaron la secuencia sedimentaria en distintos tiempos y niveles estratigráficos. Los patrones más importantes son el ONO, NE, NNE, NNO tensional, NNO inverso y ENE (Cristallini, 2005), (Figura 5).

Figura 5. Mapa de estructuras regionales. Principales lineamientos y estructuras observadas.


El patrón ONO está vinculado a las fallas que limitaban los hemigrábenes precuyanos durante la extensión mecá-nica de la cuenca (rifting inicial). Fue reactivado con pos-

terioridad con componente de rumbo dextral y nucleando fallas del patrón NNO. Este patrón está muy bien distribui-do en toda la región sur (Figura 6).

En el plano estructural (Figura 7B) al tope de la Fm. Quintuco puede observarse que por tratarse de una posi-ción periférica al Dorso de los Chihuidos, la zona se ca-racteriza por una suave trepada homoclinal hacia el O-SO, esbozando en pequeño espolón con continuidad hacia el bloque de Sierra Chata.

Estrategia de completación del pozo

El pozo fue perforado de manera slanted down dip (Fi-gura 8), teniendo como objetivos dos niveles productivos: nivel superior y nivel inferior.

La terminación fue mediante el sistema de plug & perf con 21 etapas de fracturas, de las cuales 10 etapas están en el nivel auperior, 10 en el inferior y una sola en un nivel intermedio, que si bien no es objetivo en esta etapa de desarrollo, fue agregada para entender el aporte en la zona de transición entre ambos niveles.

Analizando el modelo estático, la Porosidad Total del Nivel Superior es levemente mayor que la del Nivel Infe-rior. Los clusters para la terminación fueron seleccionados a partir del perfil de GR, que nos permite diferenciar nive-les con un radioactividad natural más alta correspondiente a arcilla, de niveles calcáreos, de manera de poder lograr una buena divergencia durante la etapa de fractura.

Durante la estimulación se bombearon trazadores de

Figura 6. Mapa de varianza intra-Quintuco. Principales lineamientos y fallas observadas.

Figura 7. A. Mapa isócrono al tope de la Fm. Quintuco. B. Mapa estructural al tope de la Fm. Quintuco.


gas y de agua con la finalidad de evaluar la productividad de los niveles. Como puede observarse en la figura 9, de las 21 etapas de fractura realizadas se utilizaron 17 traza-dores de gas, debido a que no se dispone de 21 trazadores distintos.

Breve historia de la tecnología de Trazadores Químicos de Gas

El uso de trazadores en la industria de petróleo y gas tiene una trayectoria de casi 70 años. Otras disciplinas, como la hidrogeología y la geotermal utilizaron trazadores para estudiar el transporte de fluidos en acuíferos y rocas geotermales fracturadas antes de que la industria del petró-leo comenzara a usar trazadores para caracterizar reservo-rios, alrededor de 1950. Los primeros trazadores utilizados eran radioactivos, principalmente isótopos del agua. Por razones de seguridad y ambientales fueron reemplazados por trazadores químicos, ya que son amigables con el me-dio ambiente y no presentan riesgos para la salud.

En reservorios convencionales, los trazadores son in-yectados en pozos inyectores para evaluar la eficiencia del programa de recuperación secundaria o terciaria. Trazado-res de gas fueron utilizados en reservorios convencionales,

por lo menos, desde la década de 1970 (Wagner et al. 1974, Wagner 1977). Sin embargo, En yacimientos no conven-cionales, el análisis de retorno de trazadores es usado para determinar la efectividad de la estimulación hidráulica y la conectividad de las fracturas creadas. Los estudios de traza-dores en pozos no convencionales buscan tres objetivos: 1. Identificar la efectividad de la estimulación y/o confirmar el flujo de todo el pozo, 2. las regiones de mayor potencial en formaciones de gran extensión vertical y 3. determinar el grado de conexión o interferencia entre pozos vecinos. Este último punto es de gran importancia para definir el espaciamiento entre pozos y las dimensiones del plan de estimulación óptimo.

En comparación con otras mediciones “de herramien-tas”, que proveen una imagen puntual en el tiempo, el uso de trazadores químicos tiene la capacidad de monitorear el flujo de las diferentes zonas del pozo durante un período mayor, de forma continua, no-intrusiva, sin riesgo y llega hasta 6 meses de lectura. Una recopilación completa de los métodos de estimación de flujo por zona en pozos multi-fracturados puede obtenerse en Lal et al. (2017).

Como los datos de campo rara vez son perfectos o com-pletos, los mejores resultados de interpretación son obte-nidos al contrastar y comparar las diferentes fuentes de información disponibles al ingeniero de reservorios (King

Figura 8. Trayectoria del pozo slanted.

Figura 9. Etapas de fractura y distribución de los trazadores de gas.


et al., 2014). En la literatura pueden encontrarse ejemplos de correlación entre los resultados de trazadores, la geolo-gía y otras fuentes de información, como PLTs, pruebas de camisas y microsísmica (King et al., 2011; Spencer et al., 2013; Dang, 2016; Lal et al., 2017).

Los trazadores químicos son compuestos solubles en la fase objetivo, que puede ser tanto el agua, el petróleo o el gas. Pueden ser líquidos o sólidos, pero deben ser estables a condiciones de reservorio y a lo largo de todo el proceso de bombeo, tener un coeficiente de partición lo mínimo posible para otras fases, no sufrir absorción a la roca del re-servorio, tener un bajo límite de detección, y ser amigables con el medio ambiente (Dugstad et al., 2007). Los trazado-res de hidrocarburos utilizados en este estudio forman una emulsión inestable en el fluido de fractura y se disuelven en la fase hidrocarburo al entrar en contacto con los flui-dos de formación.

Existen tres formas de aplicación de trazadores en pozos no convencionales: 1. trazadores “de emulsión” que son bombeados junto con el fluido de fractura, 2. trazadores “de punzado” que son incorporados a las cargas explosivas de los punzados, y 3. trazadores “inflow”, que son traza-dores en estado sólido incorporados a la completación del pozo con una tasa de liberación controlada (Figura 10). La gran mayoría de las aplicaciones de trazadores en pozos no convencionales sigue la primera forma de aplicación, ya que además de ser una opción con buena relación costo/beneficio, ofrece el beneficio adicional de poder medir la conexión o interferencia entre pozos.

Aplicación de trazadores químicos

Aproximadamente 300 cc de trazador químico de gas y 5 L de trazador químico de agua fueron inyectados en cada etapa durante las operaciones de bombeo de fluidos de es-timulación. Cada especie de trazador es diferente, pueden identificarse y cuantificarse en superficie sin interferencia con los otros ni con componentes del fluido de fractura o de formación.

En este proyecto, 17 trazadores diferentes de gas y 22 trazadores diferentes de agua fueron utilizados. Todas las 21 etapas del pozo recibieron tanto trazadores de agua como de gas. Los trazadores de agua fueron inyectados manteniendo una concentración constante a lo largo del trabajo de estimulación, garantizando así que toda el agua de estimulación bombeada en cada etapa fue marcada a una concentración conocida. En cambio, el trazador de gas fue inyectado durante los primeros 10-15 minutos del

bombeo del agente de sostén. Como no se contaba con 21 trazadores diferentes de gas al momento de realizar el trabajo, fue necesario repetir el uso de tres de ellos para cubrir la totalidad del pozo. Así, las etapas 1-3; 8-9 y 15-16 fueron “agrupadas” al usar el mismo trazador de gas. Esta restricción de número de trazadores diferentes no se repitió para los trazadores de agua, y cada etapa del pozo recibió un trazador de agua distinto. Además, un trazador de agua adicional y diferente a los demás fue bombeado en todas las etapas de la estimulación. Este trazador es llama-do de “trazador global de agua”, y cumple la función de monitorear la dilución de agua de flowback con el agua de formación, que no está trazada.

Durante el período de flowback, muestras de agua y gas son recolectadas e identificadas, y enviadas para análisis de trazadores. El tiempo de vida del estudio dependerá de la producción acumulada del pozo, variando entre 1 y 6 meses. Al final del estudio de trazadores, el porcentual de masa inyectada de cada trazador que fue recuperada es evaluado y comparado. Esta comparación forma la base cuantitativa del estudio.

Al momento de escribir este trabajo, un total de 39 muestras de gas y 41 muestras de agua han sido colectadas y analizadas, lo que equivale a tres meses de producción. El trabajo de colecta de muestras aún continúa, por lo que el tiempo de estudio de este proyecto superará los tres meses.

Figura 10. Esquema de las diferentes formas de aplicación de trazadores (Salman et al., 2014)

Stage Gas Water Global Water1 G-01 W-01 W-222 G-01 W-02 W-223 G-01 W-03 W-224 G-02 W-04 W-225 G-03 W-05 W-226 G-04 W-06 W-227 G-05 W-07 W-228 G-06 W-08 W-229 G-06 W-09 W-2210 G-07 W-10 W-2211 G-08 W-11 W-2212 G-09 W-12 W-2213 G-10 W-13 W-2214 G-11 W-14 W-2215 G-12 W-15 W-2216 G-12 W-16 W-2217 G-13 W-17 W-2218 G-14 W-18 W-2219 G-15 W-19 W-2220 G-16 W-20 W-2221 G-17 W-21 W-22

Tabla 1. Distribución de trazadores por etapa.


Flowback del pozo y parámetros operacionales

El procedimiento de apertura y puesta en marcha del pozo se rige por la política de apertura establecida para el yacimiento de shale gas El Orejano.

Por la experiencia de los pozos ya perforados en el área, se conoce que la forma en que el orificio de produc-ción es gerenciado tiene un alto impacto en la producción del pozo y, a su vez, en su rentabilidad.

Si no se hace, es conocido el deterioro de la conductivi-dad de las fracturas hidráulicas en los reservorios no con-vencionales, cuando se ejerce un elevado stress neto sobre el agente sostén, lo cual trae daño, como empotramiento, ruptura y migración de finos, ocasionando que al aporte de fluidos se vea disminuido.

En el caso del pozo estudiado, se realizó una apertura gradual, iniciando con orificio (choke) de diámetro reduci-do. Ese diámetro fue aumentándose gradualmente a medida que se realiza el flowback de los fluidos de estimulación y la consolidación del agente de sostén dentro de las fracturas.

En este caso, se utilizaron cuatro corridas de orificio, con el objetivo de ayudar a desahogar la sobrepresión propia del bombeo de la fractura hidráulica inicialmente; y luego se continuó con la política establecida en el campo. El pozo queda en surgencia natural, hasta el momento en que sea conveniente instalar el sistema de levantamiento artificial.

Durante el período de flowback se coordinó la toma de muestras para que sean colectadas antes y después de cada cambio de orificio. Luego de la limpieza, el pozo mostró el mismo patrón de comportamiento que el resto de los pozos del área.

En la Figura 11 se ilustra las variaciones en presión de cabeza, caudal de agua y caudal de gas durante el período estudiado. Se pueden observar los cambios en el régimen de producción del pozo luego de cada cambio de choke, y están identificadas todas las muestras colectadas, como cruces, tanto en el gráfico de caudal de agua como de gas.

Notablemente, el caudal de gas muestra cambios drás-ticos de producción durante este período, multiplicándose casi 10 veces. Por otro lado, el agua también mostró incre-mentos relacionados a los cambios de choke, pero con menor

intensidad, el caudal de agua aumenta un 300% solamente. Parte del estudio se centra en explicar estos cambios y los fenómenos detrás del proceso de limpieza del pozo.

La presión de cabeza de pozo muestra, en general, un aumento a lo largo del período estudiado; este efecto está correlacionado con los cambios de densidad promedio en la columna de producción: la relación agua-gas cambia drásticamente durante el período estudiado. Aún con una presión de fondo decreciente, la presión de cabeza muestra un aumento debido a este efecto.

Interpretación de los datos del estudio de trazadores1. Método de cálculo

El método utilizado para alocación de la producción está basado en la recuperación másica de los trazadores bombea-dos. Las concentraciones medidas en cada muestra y las pro-ducciones acumuladas son utilizadas para calcular la recu-peración másica de trazadores a cada momento del estudio:

Para cada etapa/trazador, es calculado el porcentual de masa producida, sobre el total bombeado. Los porcentua-les de recuperación son comparados para establecer la dis-tribución de flujo entre las diferentes etapas del pozo. Una etapa con alto caudal de gas, por ejemplo, recuperará un alto porcentaje del trazador de gas, ya que tendrá un flujo másico mayor, en comparación con una etapa con flujo marginal. El mismo proceso se hace tanto para los trazado-res de gas como para los trazadores de agua.

Esto permite evaluar la distribución de producción a lo largo de todo el estudio (el resultado consolidado), así como la distribución del flujo durante períodos específicos del estudio (resultados por período), o por muestra (resul-tados muestra-a-muestra).

2. Trazadores de aguaEl objetivo de los trazadores de agua fue evaluar el

avance de la etapa del flowback, etapa por etapa, en ambos niveles navegados. Para ello se utilizó un trazador de agua diferente por cada etapa fracturada. Además, utilizando un trazador de agua común en todas las etapas, se buscó es-timar el volumen de agua de formación (agua no trazada) que se podría estar produciendo.

Desde las primeras muestras de agua, todos los 21 tra-zadores fueron identificados, confirmando que todas las etapas estaban devolviendo agua aún desde el inicio del flowback.

Inicialmente, se destaca el flowback de las etapas del heel, por sobre las del toe. A medida que se incrementa el orificio, se puede observar que la distribución de flowback de agua de estimulación es más balanceada entre heel (eta-pas 21-12) y toe (etapas 6-1) (Figura 12). Las etapas inter-medias, que se ubican en la transición del nivel inferior (etapas 11-7), no mostraron grandes aportes al flowback de agua de estimulación a lo largo del estudio.

Una vez que se realizaron todos los cambios de orificio y transcurrió más tiempo de producción, se puede observar que las tendencias de aporte de agua entre los niveles na-vegados son más parejas, las etapas del heel que navegan el nivel superior son las que más agua aportan. Cabe destacar, que a medida que las etapas navegadas en el nivel inferior Figura 11. Parámetros operativos del pozo durante el período estudiado.


se acercan a la zona de transición entre ambos niveles, el aporte de agua disminuye notablemente. (Figura 12).

En resumen, hay buena recuperación de los trazadores de agua durante los tres primeros meses de producción, con recuperaciones porcentuales entre el 2,5% y el 25%. El flowback de agua muestra aportes diferentes según el nivel navegado por el pozo, el nivel superior es el del mayor aporte. Los cambios de orificio no influyen considerable-mente en la distribución del flowback de agua en el pozo.

3. Trazador de agua globalComo fue utilizado un trazador de agua adicional, co-

mún a todas las etapas, fue posible analizar la dilución del agua de estimulación por efecto de entrada de agua de for-mación. Comparando la concentración de bombeo, que fue controlada y mantenida constante durante todo el pro-ceso de estimulación, con la concentración de flowback, es posible estimar el porcentaje de agua de estimulación pre-sente en el agua de flowback. Del total del agua producida, el 27% pertenece a agua no trazada y el 73% es devolución del agua de flowback, con una tendencia decreciente a lo largo del estudio (Figuras 13 y 14).

Los motivos de la dilución del agua de estimulación pueden ser varios, por ejemplo, la interacción entre agua de estimulación y agua connata de formación que, aunque inmóvil, contribuye a la dilución del trazador global, o la posible entrada de agua de formación.

4. Trazadores de gasEl análisis de muestras de gas para la presencia de traza-

dores durante los primeros 15 días de producción muestra que el gas producido hasta ese momento no presentaba condiciones estabilizadas. Se detectó presencia de todos los trazadores inyectados en el pozo, confirmando que to-das las etapas estaban contribuyendo al flujo (Figura 15).

Para estudiar el efecto de los cambios de choke sobre la distribución de la producción de gas, y la limpieza de las etapas del toe, el estudio fue dividido en cuatro períodos de flujo, siguiendo cada una de las posiciones de choke: choke 1, choke 2, choke 3 y choke 4 (Figura 16).

La distribución de producción en cada período fue con-solidada, y los resultados comparativos se pueden ver en la figura 17 siguiendo el código de colores.

Durante la primera parte del estudio (chokes 1 y 2), el caudal de gas del pozo es bajo, y el aporte de la pro-ducción del gas se debe en su gran mayoría de las etapas de heel, principalmente las etapas 14-16. Los aportes de producción de las etapas del toe son considerablemente menores. En contraste, con la distribución de flowback de agua durante este período de flujo, se aprecian diferentes comportamientos, entre el heel y el toe, indicando que el toe demora más en limpiarse.

Figura 12. Porcentaje de flowback de agua por etapa, a lo largo del estudio. El gráfico muestra la evolución de contribución de cada etapa a lo largo del estudio. Por ejemplo, la etapa 21 muestra un incremento en la contribución al flowback de agua a lo largo del estudio, mientras que la etapa 15 muestra una contribución gradualmente menor. El gráfico muestra un total de 41 muestras, colectadas a lo largo de tres meses de producción.

06/12 16/12 26/12 05/01 15/01 25/01 04/02 14/02

73%tagged

27% untagged

Cum. Tagger Water produced Total Cum. Water produced

50%

40%

30%

20%

10%

0%06/12 16/12 26/12 05/01 15/01 25/01 04/02 14/02

27%Último cambiode choke

Figura 13. Distribución del agua producida por el pozo, distinguiendo entre agua trazada y agua no trazada. La gran mayoría del agua de flowback era agua trazada, lo que indica una baja probabilidad de entrada de agua libre de formación.

Figura 14. Tendencia decreciente del porcentaje de agua no trazada producida en el pozo.


Al inicio de la vida productiva del pozo, las etapas más cercanas al heel son afectadas por un mayor draw-down y esto podría explicar los mejores caudales iniciales. Otro factor que puede exacerbar este efecto es la diferencia en profundidad vertical (TVD) entre las etapas del heel y las etapas del toe del pozo. En este caso en particular, con in-clinación de 80°, esta diferencia llega a 100 m TVD. Du-rante el inicio del flowback, cuando los caudales del toe del pozo son incapaces de limpiar la columna de agua de la tubería de producción, se estarían aplicando aproximada-mente 10 kgf/cm² de contrapresión sobre el toe del pozo debido a este fenómeno. El fenómeno de liquid loading

está extensamente estudiado en la literatura y es una de las principales causas de flujo inestable y ahogamiento de pozos de gas.

Durante el período de flujo correspondiente al choke 3, se aprecia el creciente aporte de las etapas del mid del pozo. Luego, durante el período de flujo del choke 4, ya con caudales de gas considerablemente mayores, el apor-te de las etapas más cercanas al toe se hace evidente. Las velocidades dentro de la tubería de producción han au-mentado considerablemente, haciendo más probable que el agua haya sido expulsada. Aun hasta el final del período estudiado, la contribución de las últimas etapas del pozo (etapas 1-3) es marginal. Esto puede ser una indicación de que su limpieza no fue completa aún. Nuevas muestras re-velarán más información sobre estas etapas.

Estos hallazgos hacen presumir que, aún con volúme-nes de flowback de agua bajos, las etapas del nivel superior ya producen volúmenes significativos de gas, mientras que en el nivel inferior la limpieza lleva más tiempo, o se debe ser más agresivo en la política de orificios para ese nivel (hipótesis por comprobar).

Las figuras 18 y 19 ilustran la variación de la produc-ción de gas con los distintos regímenes de orificio imple-mentados como política de producción del pozo, desta-

Figura 15. Porcentaje de contribución de caudal de gas por etapa, a lo largo del estudio. En el gráfico se muestra la evolución de contribución de cada etapa a lo largo del estudio. Por ejemplo, la etapa 7 muestra un incremento marcado en la contribución de producción de gas lo largo del estudio, mientras que las etapas 14, 15 y 16 son dominantes en el inicio del estudio, pero se estabilizan hacia el final. En el gráfico se muestra un total de 39 muestras, colectadas a lo largo de tres meses de producción.

Figura 16. División del período estudiado en cuatro períodos de flujo, coincidentes con las posiciones de choke 1, 2, 3 y 4 (progresivamente crecientes en diámetro).

Figura 17. Distribución de producción de gas por período de flujo, según posición de choke.

14%

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%Stage

1Stage

2Stage

3Stage

4Stage

5Stage

6Stage

7Stage

8Stage

9Stage

10Stage

11Stage

12Stage

13Stage

14Stage

15Stage

16Stage

17Stage

18Stage

19Stage

20Stage

21

Choke 1 Choke 2 Choke 3 Choke 4


cándose la mayor contribución de las etapas ubicadas en el heel o pertenecientes al nivel superior de navegación. Estas figuras corresponden a las posiciones de choke 1 y 2.

En las figuras 20 y 21 se muestra el aumento progresivo de la contribución del caudal del gas por etapas en cada nivel, a medida que se fueron incrementando los orificios en el pozo. Estas figuras corresponden a los choke 3 y 4.

En resumen, para el comportamiento de los trazadores de gas, podemos decir que la recuperación de los traza-dores está acorde con lo esperado por cada etapa. La re-cuperación de trazadores de gas varió entre un 2% y un

22%. Hacia el final del estudio, existe un perfil homogé-neo de producción de gas, lo cual indica que ha habido una limpieza efectiva. Las etapas próximas al heel, o nivel superior, fueron las que limpiaron primero. Las etapas del toe o nivel inferior del pozo, tal vez por un posible “liquid loading” cuando el pozo estaba en tamaños de orificios me-nores, demoraron más en limpiar y entrar en producción. Esto puede verse en la figura 22.

En la figura 23 se muestra el consolidado de produc-ción obtenido de los trazadores, donde también se puede observar lo expuesto.

Interferencia con pozos vecinos

De forma adicional, en este estudio fue posible iden-tificar qué etapas del pozo horizontal (trazado) habían interferido con un pozo vertical vecino, (Figura 24). Dos muestras de agua fueron colectadas con 15 días de diferen-cia en el pozo vecino, y enviadas a analizar para evaluar la presencia de alguno de los trazadores bombeados en el pozo trazado. Los resultados mostraron que la etapa 9 era la principal que se manifestaba en el pozo vecino, y que otras etapas, más notablemente la 6, 7, y la 8, también se manifestaron en menor medida (Figura 25). Además que-dó registrada la interferencia en el pozo vecino a partir de la etapa 9 de fractura en la presión de cabeza (Figura 26).

La interferencia desde la etapa 9 muestra que la di-rección preferencial de crecimiento de estas fracturas es en sentido noroeste- sudeste, y no es perpendicular a la trayectoria del pozo horizontal. Notablemente también, las etapas 6, 7, 8 y 9 pertenecen a un mismo nivel de pro-fundidad.

Figura 18. Distribución de producción de gas a lo largo del pozo para el choke 1 (menor diámetro).

Figura 19. Distribución de producción de gas a lo largo del pozo para el choke 2.

Figura 20. Distribución de producción de gas a lo largo del pozo para el choke 3.

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Qg por etapa

Choke 2

Trayectoria

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Qg por etapa

Choke 3

Trayectoria

2760

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)


Qg por etapa

Choke 4

Trayectoria

Figura 21. Distribución de producción de gas a lo largo del pozo para el choke 4 (mayor diámetro).

Figura 22. Evolución del aporte de gas de cada nivel a medida que se limpia el pozo con el aumento de choke.

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Org. Inf (1-10) Org. Med (11) Org. Sup (12-21)

Figura 23. Comparación de la producción de gas y flowback de agua a lo largo del estudio, para todas las etapas. En el gráfico se muestra claramente el fuerte aumento de caudal de gas luego del último cambio de choke, junto con la entrada en producción de las etapas del toe.


Conclusiones

La tecnología de trazadores químicos puede ser usada para mostrar la variación de la producción en el tiempo, etapa a etapa, en un pozo multi-fracturado, mientras pue-da ser detectado en las muestras. El tiempo de vida del es-tudio depende de la cantidad de trazador utilizado y de la producción acumulada del pozo. Además de proveer una lectura sostenida en el tiempo, esta técnica no lleva asocia-do tiempos de parada de producción ni riesgos de ningún tipo para el pozo o para el personal de campo.

El uso de trazadores se engloba dentro de las tecnologías para mejorar el entendimiento de los reservorios shale y el aporte de producción por cada etapa, tanto para la ventana de petróleo como para la de gas. Otras tecnologías complemen-tarias pueden ser microsísmica (para evaluar el crecimiento de las fracturas), registros de producción (PLT) y fibra óptica para medir señales acústicas (DAS) o temperatura (DTS).

En este estudio, se observó la diferencia en la respuesta de trazadores de agua versus trazadores de gas, al mostrarse el comportamiento diferente de ambas fases. La evalua-ción de limpieza del pozo habría sido imposible sin la po-sibilidad de contar con los trazadores de gas.

Figura 24. Posición de ambos pozos. Notar que la etapa 9 no es la más cercana al pozo vecino. Escala: 1 cuadrado = 500 m.

Figura 25. Concentración normalizada de los trazadores inyectados en las diferentes etapas del pozo trazado, encontrados en las muestras colectadas en el pozo vecino.

Figura 26. Frac hit de pozo vecino, interferido a partir de la etapa 9 de fractura.

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Concentración normalizada de trazadores inyectados

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Etapas 10, 11, 12

Etapa 9


Los resultados de este pozo muestran la importancia de definir una estrategia de apertura de choke efectiva que logre limpiar todo el pozo. La estrategia adoptada mostró que para el último diámetro de choke, prácticamente todo el pozo estaba produciendo y con una distribución homo-génea de producción de gas.

Los efectos de la desviación del pozo en la dinámica de limpieza del pozo fueron observados claramente por la recuperación de los trazadores de gas a medida que el pozo se limpiaba.

Luego de analizar muestras de un pozo vecino, fue po-sible identificar que una de las etapas del pozo trazado ha-bía causado interferencia, mostrando que las fracturas no habían crecido en forma perpendicular al pozo horizontal.

Próximos pasosSe espera incrementar la toma de muestras hacia los po-

zos vecinos para determinar temas de interferencia entre fracturas que puedan afectar luego loa producción de los pozos, para ello el pozo de interés puede ser tratado con los trazadores de gas y agua y en los vecinos se puede utilizar un trazador común en todas las etapas para darle sentido de orientación a las posibles interferencias y comunicaciones.

La toma de muestras puede ser optimizada y la frecuen-cia de colecta debe ser más homogénea para dar mayor tiempo de lectura; teniendo en cuenta la posible reducción de los kits de muestras para no retrasar los tiempos de en-trega de resultados.

AgradecimientosAgradecemos a YPF, Y-TEC y Tracerco por el permiso

para publicar este trabajo técnico. En particular agradece-mos al personal operativo de campo cuyo apoyo logístico fue fundamental para hacer posible este trabajo, en espe-cial a Emilio Orte (Y-TEC).

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